根据中电联日前发布的《2016年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，今年一季度，我国全社会用电量1.35万亿千瓦时、同比增长3.2%，增速同比提高2.4个百分点、环比上年四季度提高3.7个百分点，用电形势有所好转。然而，全国主要电力企业一季度基建新增发电装机2815万千瓦，是历年同期新增装机最多的一年，发电装机容量的增长远超同期全国电力消费增速，使火电发电量将在今年延续负增长态势，设备利用小时数继续下降。
具体到地方上，宁夏等地区用电负荷增长乏力，新能源装机容量迅速增长、外送电量大幅减少。安徽省等电力发展空间较大的区域装机容量也快速增长，电力供大于求，随着省内直供电份额急剧扩大，火电市场竞争愈加激烈。
2016年是“十三五”开局之年，适逢电力体制改革开始全面推进，在真正的电力交易市场机制尚未实际确立并发挥作用之际，直购电市场成为电力企业，尤其是火电企业的必争之地。
直购电对于满足发电企业和用电企业的买卖需求都有积极作用，我国对于直购电工作的探索也由来已久。2002年《电力体制改革方案》印发，提出要开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，2004年原国家电监会、国家发展改革委联合下发《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》，提出开展大用户向发电企业直接购电的试点工作，标志着直购电试点起步。试点工作开展至今已有十余年的时间，试点省份个数也增长至24个。
但同时也产生了一些问题。试点初期，直购电工作更多地成为地方政府发展地方经济的行政手段，市场色彩被淡化，对高耗能企业等提供变相的优惠电价政策违背了国家的本意。2009年3月，国家三部委联合下发《关于清理优惠电价有关问题的通知》，其中明确表示：凡是以发、用电企业双边交易等名义，擅自降低发电企业上网电价或用电企业销售电价、对高耗能企业实行优惠电价措施的，应全面停止执行。这一政策的出台直接促使全国大部分试点省份直购电交易陷入停滞，直至2013年《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》出台，取消了直购电试点行政审批，直购电试点工作才再次快速展开。
根据预测，今年全年火电设备利用小时或降至4000小时左右，加之燃煤发电上网电价下调，火电企业生产效益被进一步压缩，发展面临更大的挑战。分析人士认为，在这一背景下，直购电对于用户的价格优惠使火电企业直接交易部分电量的度电利润大幅下降。即便如此，在电力供大于求的大环境下，确保发电量已成为各电厂最实际的利益，只要仍有盈利空间，火电企业就要争取与大用户签订用电合同，尽可能多地确保发电量。根据统计，2014年全国大用户直购电交易电量1540亿千瓦时，约占全社会用电量的3%;2015年直购电占比达到了全社会用电量的5.4%，预测2016年有望达到全社会用电量的10%。
低电价对火电企业造成一定压力，而对用电企业则有效“减负”。直购电工作对于电价的影响十分明显。2015年4月及今年1月，国家两度下调燃煤发电上网电价和工商业用电价格，第一次平均下调约每千瓦时2分钱，第二次平均下调约每千瓦时3分钱。而根据各地区自身具体情况及行业不同，发电企业给与大用户的电价优惠幅度也不尽相同。据统计，浙江省2015年参与直购电试点的企业共完成交易电量148亿千瓦时，平均交易电价每千瓦时下降3.85分;山西省2015年第三批电力直接交易共完成交易电量21.39亿千瓦时，平均交易电价每千瓦时下降7分。激烈的市场竞争，使得直购电交易电价的下调幅度比政策调控带来的影响更大。
今年3月发布的《国家能源局综合司关于征求做好电力市场建设有关工作的通知(征求意见稿)意见的函》提出，要以扩大直接交易电量规模的方式逐渐放开发用电计划，要求2016年力争直接交易电量比例达到本地工业用电量的30%，2018年实现工业电量100%放开，并制定和完善包含中长期交易和现货交易的电力市场试点方案。对此，有学者分析，“十三五”末期电力体制改革基本完成后，火电企业近九成电量将通过市场交易完成。届时，电力价格的下行将对火电经济效益造成明显影响。
在新常态下，经济增速放缓，传统工业普遍面临产能过剩的难题，整体经营情况不容乐观，高新技术领域成为新焦点。各地政府在政策要求下，也开始逐渐脱离对传统高耗能工业的依赖，对新兴行业给予便利，比如针对属于国家产业政策鼓励类、高新技术企业、战略性新兴产业的企业，根据情况放宽电压等级要求，四川省政府更是明确表示要有序推进符合条件的重点产业园区实施直购电试点。
今年3月，北京、广州两大国家级电力交易中心获批成立。两个月内，全国已有新疆、青海、宁夏、天津、吉林、江苏、内蒙古东部、黑龙江、山东、河北十个区域相继成立省级电力交易中心。近年来，亦有部分地区的风电、光伏等可再生能源参与到直购电市场的当中。
分析人士指出，作为现阶段主要的市场交易形式，直购电将成为电力企业开展工作的重点，其市场竞争也将进一步加剧。
